Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы скважин. В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Точность промежуточных и конечных расчетных величин находится в пределах допустимых для промысловых условий значений.
Конечная цель в данной методике- определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой данной скважины, т. е. нахождение условий совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН.
Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса.
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
где: Lуд.-удлинение ствола скважины; Hс- глубина скважины по вертикали или длина ствола для искривленной СКВ., м
2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, г/см3.
Данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Р пр.> Рнас., а также может быть использована для условий Р пр.< Рнас в пределах βпр. не больше 10% по объему. При βпр.=0, Р пр.= Рнас , где:
Р пр.-давление у приема насоса, атм., МПа;
Рнас - давление насыщения нефти газом, атм., МПа;
βпр- газосодержание у приема насоса, % объем.
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см3.
где: ρ н.пл.- плотность пластовой нефти, г/см3;
ρ в - плотность добываемой воды, г/см3;
n- обводненность, % объем.
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
где: b пл.- объемный коэффициент пластовой нефти.
5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при mсм 
5 сП) и n>60%.
mн.пл – вязкость пластовой нефти, мПа*с.
Если mсм 
5 сП или n<60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99.
6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи)
Kq= 1- 0,0162 (µcм-5) 0,544
Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора)
Kн= 1- 0,0162 (µcм-5) 0,544
7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, м.
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм, МПа.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм, МПа.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм, МПа.
8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м3/сут.
где: S1 и S2- численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса. Определяются аналитическим путем по трем точкам рабочей характеристики (q- H) данного типоразмера насоса: S1- (м); S2- (сут2/м3), табл.1.
9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, сут/м2.
10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м3/сут.
где: S2 –численный коэффициент, рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса, сут/м2, табл.1.
11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м3/сут.
Эта формула получена из условия совместного решения уравнения притока жидкости к забою скважины и уравнения рабочей области характеристики погружного центробежного насоса
12. Проектное забойное давление в скважине, МПа.
13. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения,м.
14. Глубина подвески насоса в скважине, м.
15. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
16. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом, м3/сут.
| Таблица 1 | ||||||||||||
| № п/п | Типоразмер ЭЦН | Q min, м3/сут | Q max, м3/сут | H max, м | S 1, м | S 2, сут /м2 | S 3, сут2 /м3 | ПЭД | ||||
| 5-40-9502570870812,552,43550,0883122-103-БВ51 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||||
| 21 | 5-40-1400 | 25 | 70 | 1180 | 939,68 | 12,9926 | 0,19913 | 32-103-БВ5 | ||||
| 3 | 5-40-1750 | 25 | 70 | 1520 | 1275,49 | 13,1757 | 0,21631 | 32-103-БВ5 | ||||
| 4 | 5-80-850 | 60 | 115 | 800 | 738,49 | 1,7905 | 0,02625 | 32-103-БВ5 | ||||
| 5 | 5-80-1200 | 60 | 115 | 1110 | 432,8 | 20,1716 | 0,16167 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 6 | 5-80-1550 | 60 | 115 | 1440 | 437,76 | 29,3337 | 0,22514 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 7 | 5-80-1800 | 60 | 115 | 1573 | 596,75 | 31,2864 | 0,25026 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 8 | 5-130-600 | 100 | 155 | 700 | 13,37 | 12,9977 | 0,06617 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 9 | 5-130-1200 | 100 | 155 | 1180 | 181,95 | 19,9791 | 0,10472 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 10 | 5-130-1400 | 100 | 155 | 1300 | 653,92 | 18,7292 | 0,10791 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 11 | 5-200-650 | 150 | 270 | 760 | 523,51 | 3,5589 | 0,0155 | 45-103-БВ5 | ||||
| 12 | 5-200-800 | 145 | 250 | 890 | 632,95 | 4,1386 | 0,01879 | 45-103-БВ5 | ||||
| 13 | 5А-160-1100 | 125 | 205 | 1110 | 628,78 | 8,7712 | 0,04266 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 14 | 5А-160-1400 | 125 | 205 | 1400 | 582,95 | 13,0497 | 0,05542 | 63-117-БВ5 | ||||
| 15 | 5А-160-1750 | 125 | 205 | 1710 | 750,61 | 15,5664 | 0,06638 | 63-117-БВ5 | ||||
| 16 | 5А-250-800 | 190 | 330 | 840 | 108,5 | 7,0594 | 0,01825 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 17 | 5А-250-1000 | 190 | 330 | 1100 | 745,17 | 4,2467 | 0,01444 | 63-117-БВ5 | ||||
| 18 | 5А-250-1400 | 190 | 330 | 1450 | 1247,3 | 3,1979 | 0,01248 | С90-117-БВ5 | ||||
| 19 | 5А-360-600 | 290 | 430 | 650 | 861,78 | -7,9705 | 0,00033 | 45-117-ЛВ5 | ||||
| 20 | 5А-360-850 | 290 | 430 | 820 | 616,43 | 2,3789 | 0,00522 | 63-117-БВ5 | ||||
| 21 | 5А-360-1100 | 290 | 430 | 1200 | 967,56 | 2,4605 | 0,00631 | С90-117-ЛВ5 | ||||
| 22 | 5А-360-1400 | 290 | 430 | 1530 | 1510,42 | 1,9304 | 0,00703 | С125-117-ЛВ5 | ||||
| 23 | 5А-500-800 | 420 | 580 | 840 | -148,91 | 4,4508 | 0,00526 | С90-117-ЛВ5 | ||||
| 24 | 6-500-750 | 350 | 680 | 890 | 945,09 | 0,2059 | 0,00141 | 90-123-БВ5 | ||||
Пример расчёта подбора УЭЦН к скважине
Необходимо рассчитать основные технологические параметры оптимального режима эксплуатации и подобрать соответствующий типоразмер электроцентробежного насоса к скважине №_____.
Исходные данные для расчёта.
Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН5-80-2160.
| Дебит скважины, м3/сут | Qж=76 |
| Обводнённость добываемой продукции, % | n=3 |
| Глубина скважины, м | Hс=2830 |
| Глубина подвески насоса, м | Hп.н.=1660 |
| Динамический уровень, м | Нд=2120 |
| Внутренний диаметр э/к, м | D=0,146 |
| Давление в затрубном пространстве, атм. | Pзатр.=12 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 | rн.пов.=0,856 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 | rн. пл.=0,831 |
| Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях | bпл.=1,2 |
| Плотность добываемой воды, г/см3 | rв.=1,023 |
| Давление насыщения нефти газом, атм. | Pнас.=84 |
| Пластовое давление, атм. | Pпл.=240 |
| Удлинение ствола скважины, м | Lуд.=79 |
| Плотность жидкости глушения, г/см3 | rж. гл.=1,16 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, сП | mн.пл.=0,6 |
| Проектируемый оптимальный отбор ж-ти по скважине, м3/сут | Qж. опт.=125 |
| Коэффициент продуктивности скважины м3/сут | Кпр.=2,5 |
| Давление на буфере, атм | Pбуф.=15 |
Решение:
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
0,972
3. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.
0,821 (г/см3)
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
0,837 (г/см3)
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
1,194
8. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при mсм 
5 сП)
0,871 (сП)
mн.пл – вязкость пластовой нефти, сП.
Если mсм 
5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как mсм =0,871сП.
9. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
274 (м)
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 125 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1= 653,92 м; S2= 18,17292 сут/м2; S3= 0,10791 сут2/м5;
7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
2039,511 (м6/сут2)
8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
4,967
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
48,55 (м3/сут)
10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
114,851 (м3/сут)
11. Проектное забойное давление в скважине.
194,057 (атм.)
12. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.
1157,093 (м)
13. Глубина подвески насоса в скважине.
1514,272 (м)
14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
637,817 (м)
15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.
137,139 (м3/сут)
Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 100 –155(м3/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 153,481 (м3/сут) находится в рабочей области.
График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен на рис.______.
На напорную характеристику скважины накладывается напорная - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис.___). Точка пересечения характеристик скважины и ЭЦН по оси «X» дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а по оси «У» - напор, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (заштрихована).
Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области.
Показать на рисунке совместную работу скважины и рассчитанного насоса.
Рис.1 График согласования напорных характеристик скважин и насоса.
Общая схема УЭЦН представлена на рис.2. (Охарактеризовать работу установки в целом и описать назначение отдельных компонентов установки)
Погружные центробежные насосы, предназначенные для откачки жидкости из нефтяных скважин принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном в жидкость состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.
Погружные центробежные электронасосы – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые в движение погружным электродвигателем специальной конструкции. Электродвигатель питается электроэнергией, подводимой с поверхности по кабелю от трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ЭЦН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 – 300м.
Соединение сборных единиц насосного агрегата – фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц – при помощи шлицевых муфт.
Погружной центробежный модульный насос (далее именуемый «насос») – многоступенчатый вертикального исполнения. Насос состоит из входного модуля, модуля секции (модулей секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов.
Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу подсоединяется насосный модуль – газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Соединение валов газосепаратора, модуля-секции и входного модуля между собой осуществляется при помощи шлицевых муфт.
Все насосы делятся на две группы: обычного и износостойкого исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1% по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5а; 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92мм, группа 5а – 103мм и группа 6 – 114мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети.
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде зависимостей – (напор, подача), (к.п.д., подача), (потребляемая мощность, подача). Полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор. При определенном соотношении подачи и напора, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к.п.д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 – 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а так же с большим числом ступеней имеют пониженный к.п.д. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называют оптимальным режимом работы насоса. Допускается работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы отклонений должны соответствовать снижению к.п.д. насоса (на 3-5%).
Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Напор, развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насосов.
Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты. Двигатели работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости:
· с температурой до 110 °С;
· содержание механических примесей с относительной твердостью частиц не более 0,5 г/л;
· количество свободного газа (по объему) - не более 50%;
· гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.
Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.
Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.
Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса. Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет большую теплоемкость, чем чистая нефть. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Для контроля за температурой применяют термоманометрическую систему ТМС-3, которая защищает погружные агрегаты от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ЗАДАНИЕ ПО ФОНТАННЫМ СКВАЖИНАМ
ОГЛАВЛЕНИЕ
Цели и задачи курсового проектирования…………..…………………37
Тематика курсового проекта…………………………….……………...37
Содержание курсового проекта……………………………..…………..38
Методические указания……………………………………………….…39
Теоретические положения………………………………………………..39
Последовательность выполнения расчетной части…………………….48
Основные требования к оформлению пояснительной записки………..51
Список рекомендуемой литературы........................................................... 54
ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Разработка, оформление и защита курсового проекта является одной из
первых самостоятельных инженерных работ по профилирующей дисциплине. Помогает приобрести навыки применения полученных при изучении специального курса знаний для решения конкретных практических задач и одновременно помогает подготовиться к решению более сложной комплексной задачи- выполнению дипломного проекта.
Курсовое проектирование позволяет углубить и обобщить знания, полученные студентом на лекциях, во время лабораторных занятий и напроизводственной практике.
В процессе самостоятельной работы над курсовым проектом студент
знакомится с фактическими геолого-промысловыми данными, со справочной
и периодической технической литературой, современными достижениями в
науке, научно-исследовательскими материалами, ГОСТами, каталогами,
иностранной литературой и др.
Курсовое проектирование развивает навыки проведения технических
расчетов, построения различных схем и графиков, составления технических
записок. Выполнение курсового проекта является заключительным этапом
при изучении курса «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин».
ТЕМАТИКА КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Типовым заданием на курсовое проектирование является одна из след. тем:
1.Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН и расчет
параметров оборудования;
2.Анализ работы фонда скважин, оборудованных ШСНУ и расчет
параметров оборудования;
3.Анализ работы фонтанного фонда скважин и расчет фонтанного
подъемника.
Вместо типового возможно индивидуальное задание по согласованию с
преподавател ем.
СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Графическая часть должна отражать основное содержание пояснительной записки и содержать не менее четырех листов первого формата чертежей, схем, карт и графиков, в зависимости от задания (при этом один лист должен быть технического содержания).
При защите проекта графическая часть должна быть представлена в формате А1 в качестве демонстрационного материала, а на формате А4 представляется в приложении пояснительной записки.
Пояснительная записка (объемом 30-40 листов) должна включать в себя
следующее;
-титульный лист;
-задание на курсовое проектирование;
-содержание (оглавление);
-введение;
-основная часть;
заключение;
-библиографический список;
-приложения.
Титульный лист оформляется согласно образцу, представленному в
приложении 1, основные требования к оформлению записки приведены в
приложении 2.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
Дата: 2019-02-19, просмотров: 721.
